随着我国碳达峰碳中和“1+N”政策体系的基本建立，建立健全碳排放权交易市场（以下简称“碳市场”），不仅有助于强化市场的价格发现功能，还能够降低减碳方案的实施成本，在推动产业结构调整、抑制区域“碳泄漏”行为、加快推动经济社会发展全面绿色低碳转型等方面发挥着重要作用，充分展示了具有中国特色的碳市场制度。
　　我国碳市场建设主要分为三个阶段。一是“十二五”时期参与国际碳交易体系，探索中国碳市场建设。建设初期，我国主要通过参与《京都议定书》下的清洁发展机制（CDM）项目，构建中国清洁发展机制，开展碳排放权交易业务。二是2011年起在7个省市开展碳交易试点，在积极推进国家核证自愿减排量（CCER）市场等碳交易机制建设的同时，规范和鼓励国内温室气体自愿减排交易活动。三是“十四五”时期加快建设全国统一的碳市场。2021年7月16日，全国碳市场正式启动上线交易，标志着我国碳交易进入新阶段。从发展趋势看，全国碳市场成交量与碳价呈周期性波动，市场活跃度和流动性还将进一步提升。

我国碳市场是目前全球规模最大的碳市场，共纳入发电行业重点排放单位2162家，有效提升了企业“排碳有成本、减碳有收益”的低碳发展意识。截至2022年9月15日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量达1.95亿吨，累计成交额为85.59亿元。总体来看，全国碳市场上线一年多来，在多方面取得积极进展。第一，碳交易制度框架基本确立，配套基础设施不断健全。我国生态环境部陆续出台了《碳排放权交易管理办法（试行）》以及碳排放权登记、交易、结算管理规则，从制度层面保障了现阶段全国碳市场运行。而作为全国碳市场建设中的重要基础设施，全国碳排放权交易系统和全国碳排放权注册登记系统已分别落户上海和武汉。第二，推高化石能源成本，促进产业优化升级。随着碳价上涨，碳排放免费配额比重将成为影响碳排放成本的重要因素，清洁能源价格优势还将进一步推高化石能源成本，加速化石能源电力市场出清。高载能产业因其高能耗，需承担更多碳排放成本，依赖低端产业规模扩张的粗放增长模式难以为继，由此推动了相关产业转向低能耗、高附加值产业，实现了产业结构优化升级。第三，创新碳金融产品，推动碳市场高质量发展。以碳减排再贴现、再贷款为代表的碳减排支持工具以及碳中和债等碳金融产品密集发行，不仅推动“碳金融”成为市场新热点，还通过持续的金融产品创新，加快高碳行业向低碳甚至零碳转型。第四，重启自愿碳市场，提高碳市场调节功能。我国早期CCER市场交易量小，项目申请不规范，曾于2017年关停并暂缓受理备案申请。作为强制碳交易市场的补充机制，目前我国正在积极筹备重启CCER的项目备案和减排量签发，全国CCER市场有望再次启动，以进一步释放碳市场的调节功能，并将成为我国碳市场建设的又一里程碑。　

　与此同时，我国正值国内经济结构深化调整，“三重压力”持续显现时期，全国碳市场建设仍面临一些有待解决和完善的问题。一是碳配额总量设置宽松，碳配额价格较低。全国碳市场碳配额总量设置宽松，部分企业初始分配的排放配额数量超过其实际的温室气体排放需求，以致无需通过“配额交易”等二级市场行为完成履约。宽松的总量设置和高配额分配降低了企业的资源环境约束压力，也导致我国碳配额价格远低于欧盟。二是配额分配方式单一，市场规则不统一。目前采用的配额方式以历史分配法和行业基准线法为主，适用于碳市场建设初期，有利于市场的快速建立和发挥高碳排放企业的减排示范作用。但历史分配法及行业基准线法的市场规则不统一，不同行业或企业的认定标准和执行标准存在差异。高碳排放企业长期被分配较高的减排任务，即使在能耗控制和节能减排方面表现良好，但在配额分配上未得到相应的体现，“鞭打快牛”的方式不利于倒逼企业自主减排和技术创新。三是市场交易过于集中，履约期外市场活跃度低。由于市场参与主体为发电企业，在相同的政策条件下，市场交易过于集中，易引发“羊群效应”。此外，履约周期末清缴制度导致清缴当月总成交量和市场活跃度较高，其他月份成交量和交易金额显著不足，履约期外市场活跃度较低。四是监管制度建设不完善，对违规企业惩罚力度偏低。全国碳市场核查体系和信息披露主要依托第三方机构，交易中介和服务机构法律授权不明，容易产生寻租行为，相关监督制度有待建立健全。现有监管制度对未履行控排义务的企业惩罚力度偏低，导致很多企业尚未建立内部质量控制和碳排放监管体系，甚至出现篡改、虚报碳排放报告等违法行为。五是碳金融产品作用有限，碳市场金融化程度不高。部分试点省市推出了碳衍生产品和碳融资工具，但着眼于全国碳市场的碳金融产品发行数量少、金额小、市场化弱，规模交易尚未建立。特别是碳市场金融属性尚未明确，碳金融产品合法性和监管权限未能明晰，制约了我国碳交易的活跃程度和规模化发展。　

　“十四五”时期，我国碳市场建设将吸纳更多的行业、部门及企业参与，促进全国碳市场与地方试点碳市场的逐步融合，强化自愿减排量联动抵扣机制和拍卖定价机制，以市场化、渐进化、一体化的方式，助推节能减碳进程和低碳技术发展。具体可从以下几个方面入手，加快我国碳市场建设步伐。　

　一是完善碳市场总量设定和碳定价机制。进一步完善全国碳市场制度规则，坚持碳排放权总量设定适度从紧原则，内化企业碳排放成本，提高企业减碳积极性和主动性，从强度减排向总量减排过渡。完善碳定价机制，探索设立专项碳减排环保基金，重点面向高排放地区、高排放企业的碳排放活动，提高相关项目资金利用效率。　

　二是区分财税政策工具，构建多层次碳金融市场。根据低碳转型主体的异质性和外部差异，对不同地区、不同主体采用差异化财税政策工具。对技术能力强、市场潜力大、商业价值高的市场主体，积极发挥财政对社会资本的引导和撬动作用。随着与绿色生产、绿色消费、绿色低碳技术相关的投融资需求增加，鼓励商业银行在资产业务、负债业务、中介业务以及内部管理流程与风险管控等层面，开展多层次、多渠道、多链条的碳金融产品创新，拓宽碳金融市场。　

　三是适当延长部分产业碳排放配额免费实施周期，研究推动在生产环节征收碳税。对于利润率低、经营较为困难的部分产业，适当延长碳排放配额免费实施周期，疏导减排成本，畅通价格传导机制，保障产业安全生产和可持续发展。同时，针对电力、水泥、钢铁等高耗能、高排放行业，可考虑在生产环节征收碳税，作为对现有碳交易机制的有益补充。　

　四是促进新技术与碳市场有机结合，提升碳交易服务管理水平。借助人工智能、大数据、区块链等新一代信息技术和新业态、新商业模式，整合地方碳交易终端，打造一体化的碳市场数据分析平台和用户交易终端，提供精准化的碳交易服务。同时，实现碳交易专员、碳市场、控排企业、碳金融市场专员的统一管理，不断提升碳市场运行绩效和管理水平。　

　五是推动共建区域性碳交易中心，积极推进国际碳市场合作。及时总结推广粤港澳大湾区碳排放权交易所的成功经验，以我国“两横三纵”的城镇化战略布局为抓手，破除省域与全国碳市场的交易壁垒，以建立全国统一碳市场为目标，加快共建区域性碳交易中心、深化减污降碳合作。积极推进我国碳市场与国际碳市场的合作交流，吸收借鉴碳市场管理制度、交易架构等方面的先进经验，同时加快二者的深度对接，逐步提升我国在国际碳市场中的影响力和话语权。